水轮发电机组推力轴承故障分析及处理

颜赟成， 王文欢， 张 赛， 周政龙， 闵占奎， 刘秀良， 王颢钧， 潘卫国

(1. 上海电力大学 能源与机械工程学院， 上海 200090； 2. 甘肃省电力科学研究院， 兰州 730050)

水轮发电机组推力轴承支撑着整个机组的轴向负荷，通过润滑油膜使得随轴系转动的镜板和固定静止部件推力轴瓦分离，它是保证机组安全可靠并长期稳定运行的最关键部件之一。在实际运行过程中，油膜受到剪切的作用产生热量，必然会出现温度上升的现象。在正常情况下，热量会通过对流和导热的方式由冷却器冷却，从而使轴承温度维持在一个正常的温度阈值内。但是，在运行时由于推力轴承的轴向水推力和运行参数受到工况和环境的影响，产生了轴承润滑条件恶化、油膜变形、轴瓦受力不均等现象，造成油膜温度升高、润滑性能变差、润滑油黏度降低，从而使油膜的厚度锐减。这些因素进一步引起推力轴承润滑冷却性能的下降，导致推力轴承发生干摩擦和烧瓦，同时伴随机组的振动和摆动急剧增大，严重影响了机组的安全运行。一旦推力轴承发生烧瓦现象，必须立即停机检修，否则会造成整台水轮发电机组的损坏等重大故障。笔者针对一系列水轮发电机组推力轴承的事故故障，分析总结事故原因，以期为同类故事处理提供参考。

1 机组振动分析及处理

水轮发电机组的一般振动不会危害机组运行，但当振动严重超过允许值，尤其是长期周期性振动及发生共振时，会使得推力轴承无法形成稳定的油膜厚度来支撑轴系载荷，同时由于振动造成金属瓦的钨金与钢质体分离并剥落，污染润滑油、磨损瓦面、增加镜板粗糙度，使轴瓦温度升高，引起推力轴承故障，影响机组的使用寿命，严重威胁机组的运行安全。但是机组的振动又是不可避免的，只能尽量减少振动，使得机组振动限制在允许的范围内[1]。我国现行立式水轮发电机组的振动允许值见表1。

表1 立式水轮发电机组各部位振动允许值

根据引起机组振动造成轴承干扰力的不同形式，机组振动的原因可以分为水力因素、机械因素和电磁因素[2]。

水力因素以水推力变化为主，是造成水轮发电机组振动最主要的原因。水推力变化造成推力轴承故障的水电站多位于我国黄河、金沙江、大渡河、岷江、红河、长江流域附近[3]。由于这些流域的水力具有独特的多泥沙因素，导致过机水流含泥沙量大，大量的泥沙颗粒高速冲刷并磨损过流部件表面，从而引起水力扰动，使机组产生振动，导致运行时推力轴承受力不平衡、油膜变形、轴承的润滑性能降低、轴瓦温度升高，以及轴瓦的压力分布和油膜厚度受到破坏造成推力轴承运行状况恶化，引发轴承烧损的故障。当水推力扰动的频率与机组的某个部件或机组的固有振动频率相同时，甚至还会发生共振[4]，造成推力轴承损坏的重大故障。

造成水推力变化的两个主要原因是设计制造缺陷和泥沙磨损。

机组转轮叶片尾端因设计制造缺陷存在钝尾和叶面压差。钝尾的存在会使叶片出水边形成卡门涡街，当其振动频率与叶片自振频率相同时，叶片疲劳产生裂纹[5]，轴系转动不平稳，造成推力轴承润滑性能下降，容易发生烧瓦。

多泥沙水力条件下造成过流部件的泥沙磨损，往往会导致转轮气蚀和严重磨损破坏，不但会引起转轮受力不均匀、水流失去轴对称，还会引起过流部件尤其是尾水管振动，甚至引发厂房共振。运行时转轮叶片上还会存在压差，产生周期循环的压力波动，进一步导致机组振动，影响推力轴承形成稳定的油膜结构。这种情况下，轴瓦的受力不均匀，个别瓦面压力负荷过大，造成轴瓦超温、烧损故障，导致机组无法稳定运行。

机械因素是指发电机组紧固零部件发生松动或者在制造、安装过程中存在误差。机组在制造加工过程中可能出现金属材质不均匀、制造水平与加工精度低等问题，使机组的受力平衡被打破。运行时产生的周期性干扰力使机组产生周期性的振动[6]，从而使得推力轴承每个瓦面受到的负荷不均匀，个别轴瓦温度过高进而出现超温烧瓦故障。

电磁因素主要是指发电机组磁拉力不平衡[7]。发电机磁极短路或发电机定子铁芯松动都会导致由电磁因素引起的机组振动。同样的，由于机组振动，加快了轴瓦的磨损和表面金属材料的剥落。

上述三种因素中，引发机组振动造成轴承故障最主要的因素是水力因素，国内对于水力因素引起机组振动的处理主要有以下五种方法：

(1) 合理排沙，减少过机水流含泥沙量。

刘家峡水电站采取低水位拉沙和异重流排沙，渔子溪水电站利用沉沙池排沙，三门峡水电站采用七下八上机组停运的运行方式[8]。这些根据各自水力特性采取的措施都改善了过流部件泥沙磨损严重的情况。

(2) 优化水轮机参数选择。

泥沙含量高的水电站参数选取应统筹汛期的运行工况，减少过流部件在汛期的过度磨损。万家寨水电站在浑水期采用较低的比转速，控制相对流速，实行无空蚀运行，降低了机组磨蚀，延长了机组大修周期[9]。三门峡水电站6号、7号机组在汛期通过降低比转速和流量也改善了机组泥沙磨损的情况。

(3) 改善水轮机的水力设计和结构设计。

利用现代计算软件进行流场分析，优化水轮机过流部件的水力设计模型，尤其是转轮采用负倾角的翼型，优化叶片出口环量等。刘家峡水电站通过增大导叶直径，优化导叶翼型，最佳匹配固叶与动叶，改善导叶区流态，降低了导叶表面流速，减轻了过流部件磨蚀的问题[8]。绛山、铁吾、团结水电站通过改造易磨蚀部件形状，同时加装阻水栅和导流板，改善了流场，减轻过流部件的磨损。

(4) 优化本体材料。

对于易磨损部件采用抗磨蚀的材料。葛洲坝[10]、刘家峡[11]、鲁布革[12]水电站的转轮都采用了高强度抗磨蚀的材料，达到了减轻磨损的效果。

(5) 采取表面防护措施。

可以用抗磨蚀的材料对过流部件表面进行强化。绥德、天桥水电站使用抗磨涂层，青铜峡、盐锅峡、大峡、刘家峡水电站使用抗磨蚀的超高分子材料，都减轻了磨损的情况[13]。

引起水轮发电机组振动的原因十分复杂，必须找出主要原因，采取综合治理措施并逐步消除。石门水电站3号机组[14]振动和摆动大，机组不能稳定运行，在安装阶段采取了动平衡试验，取得了一定的成效，但是机组下机架振动并未改善，长时间运行后轴线发生偏斜。经过试验分析得到，造成机组振动的原因可能是由机械不平衡、轴线曲折、转子质量不平衡共同作用引起的。经过修型叶片、调整轴线和推力瓦等，振动问题得以解决，机组能够稳定安全运行。

2 推力轴承结构设计不合理及处理

根据机组给定的负荷和转速等参数，并兼顾机组的运行工况，精确计算后选择出水轮发电机组推力轴承的最佳润滑参数，即轴瓦的结构尺寸和安装位置[15]。

随着水轮发电机组的负荷越来越大，推力轴承在设计上的不确定因素增多，给精密设计带来一定的难度，具体表现在以下四个方面：

(1) 轴瓦尺寸设计不合理，可能造成轴瓦间隙过小，影响油膜的形成，同时影响冷油进入瓦面，轻则引起瓦温升高，重则造成烧瓦事故。除了轴瓦间隙过小，还可能存在轴瓦设计厚度不够的问题，使得在正常运行时瓦温升高产生过度的机械变形。此外，热油和冷油的温差较大也会使轴瓦产生较大的热变形(见图1)。由图1可以看出：热膨胀发生后[16]，在轴瓦的承重中心呈凸形周围向下凹，正是这个凹凸的变形面导致了油膜变形，轴瓦承载面积变小，单位面积受力增大，导致轴瓦超温和烧损故障。

图1 推力轴瓦瓦面磨损情况

黑麋峰水电站4号机组轴瓦温度一直明显偏高，并且有上升趋势，威胁机组稳定运行。通过专家组分析，油流量和冷却热油的冷量都符合设计要求，故断定轴瓦在设计上不能满足瓦温在安全阈值内运行的要求。专家认为部分附着在镜板上的热油，由于边界层作用，进入到下一个轴瓦的进油端[17]，因此导致了推力轴承润滑性能的下降。通过在轴瓦出油边增设热油隔离降温装置(见图2)，优化了热油流向，从而降低了轴瓦运行温度，使得机组能够稳定安全运行。

图2 黑麋峰水电站装设热油隔离降温装置位置

(2) 在轴承支撑结构上，设计的偏心值偏低。偏心值是指推力轴瓦及配合的瓦托与支撑部件例如弹性油箱或者刚性支撑结构的中心点的偏心度[18]。理论上，调整偏心值的意义是为了减轻甚至防止轴瓦在出油边的磨损。然而，在实际运行中得到的经验发现，偏心值偏低反而无法形成理想的油膜形状，难以维持最小油膜厚度[19]，使得轴瓦在出油边磨损，导致轴瓦受力不均，降低了轴瓦的承载能力和机组的稳定性。

目前，尚未有水电站通过调整支撑部件的偏心值解决推力轴承运行问题的例子。

(3) 在推力轴承冷却系统冷却器的结构选型设计和运行参数选择上，也存在设计偏差的问题。此外，针对外循环冷却方式的设计，还会存在油循环结构不当，造成供油方向与镜板旋转产生的油流方向相反的热油短路现象，使轴瓦间的润滑油流动停滞，摩擦产生的热量在瓦面上聚集，加快轴瓦磨损[20]。对此可以通过加设挡油板或合理改进挡油板的形状结构以降低油循环的流动阻力；在厂房尺寸允许的条件下，扩大冷却器过油面积和增大冷却器管间距离，优化润滑油流动，以减少热油涡流死区，提高推力轴承润滑油的冷却效果，降低进油边润滑油的温度；将轴瓦表面的温度控制在安全阈值内，避免由于轴瓦超温引起的推力轴承烧损故障。

此外，对于采用外循环冷却方式的梨园水电站4号机组[21]，投运后轴瓦温度过高临近阈值，通过加大冷却器流量和压力后，轴瓦温度并无显著改善，继而决定优化润滑油的流动循环。通过封闭油管路的隔板通孔，同时拆除油泵进口的过滤网，减少了润滑油在推力轴承油槽内流动的阻力。改造完成后，推力轴承各轴瓦都没有发生超温报警的情况，解决了轴瓦超温的故障。

(4) 在推力轴承轴瓦进油边的油膜形状设计上，设计不佳会对机组启动时润滑油膜的形成速度造成影响，导致油循环动力不足，在轴瓦出油边产生滞流区或涡流区，造成热量在轴瓦间聚集，轴瓦温度持续升高，导致轴瓦烧损的故障。

水电站为解决因推力轴承结构设计缺陷引起的故障，通常会调整多个推力轴承部件的运行参数和结构尺寸。

安康水电站3号机组[22]在某次检修过程中抽出12块轴瓦发现所有瓦面都存在磨损现象，经分析主要原因为轴瓦设计不佳，导致轴瓦变形量过大。通过增加轴瓦的宽度和厚度，并将轴瓦更换为双层瓦结构，采用球面支撑方式，增大了冷却水压力，处理后机组的运行情况得到明显改善。

上述四个因素都是水轮发电机组在设计初就存在的缺陷，只有机组经过带负荷甚至高负荷长时间运行，才会显现。但是，设计缺陷只存在于个别水电站的某一机组或同类型机组上。负荷的不断提升及水力条件的变化，给精密设计造成了很多的不确定性和难度，造成机组推力轴承无法承受巨大的轴向载荷，最终导致了推力轴承润滑性能下降，引起轴瓦温度过高和烧损的故障。

3 加工安装缺陷及处理

在加工工艺上，存在镜板下表面的镜面粗糙度和波浪度过大现象，在运行时镜板的平行度若超过0.02 mm/m，则轴瓦局部接触面仅有40%～60%[16]，推力轴承在半干摩擦甚至干摩擦状态下运行引起烧瓦的故障。此外，轴瓦刮削质量不良、瓦面粗糙，加大了润滑油流动阻力，同样会使得轴瓦运行状况不良，引起轴瓦温度偏高、烧瓦的故障。

对于加工缺陷的处理措施主要通过提高轴承各部件的制造工艺精度和质量，消除镜板水平度和光洁度不足、轴瓦刮削不佳的情况，避免了因加工缺陷造成轴承润滑性能下降而引发的轴承故障。

在安装时，也会出现机组主轴偏移、推力头镜板与主轴夹角超过允许值的问题，主要有两种手段解决该问题：

(1)重新水平调平镜板。使发电机主轴径向受力均匀，并精确定位机组的旋转中心，确保轴系运行的垂直度和直线度[23]。

(2)再加工。使推力头的轴孔与下端面的垂直度符合规范要求，消除螺栓对主轴的径向力，避免主轴偏移。

机组通过以上两种手段可以很好地解决由于安装缺陷破坏润滑油膜形状的故障，消除了油膜承载能力差、个别轴瓦载荷大超温的负面影响。

4 润滑油冷却系统故障及处理

润滑油冷却系统故障一般包括管道堵塞、阀门损坏、过滤器杂质过多等。冷却管道的堵塞降低了管道内冷却水的流量，使得冷却系统无法产生足够的冷量完全冷却润滑油所带出的热量，温度较高的润滑油会继续在油槽内循环，造成轴瓦温度过高烧损的故障。

对于润滑油冷却系统故障的预防和处理，一定要定期维护冷却系统管路，及时更换老化或故障的阀门等部件[24]，并及时疏通堵塞的管路。针对异物较多的夏秋季，应及时处理引水渠和水库内的漂浮物，避免冷却系统管路堵塞。

5 其他原因及处理

由于运行管理不善，机组存在频繁启停、快速变负荷的现象，加快了推力轴承部件的老化，造成镜板镜面划伤、轴瓦磨出金属丝[25]，造成润滑油污染、油质下降，金属碎屑加剧了镜板和轴瓦的磨损程度，降低了轴承润滑性能，导致轴瓦温度过高的故障。

此外，由于机组的运行操作没有严格按照规程，会造成机组振动严重、润滑油油质变差、机组轴线和各部件装配上存在误差等问题，进而导致轴承运行不稳定，长时间运行后轴瓦温度过高，引起烧瓦故障。

三河坝水电站3台机组[1]在某次检修时没有按照规程，省略了推力头预热流程。机组长期运行后，推力头发生松动引起机组振动愈发严重，机组被迫停机。

俄罗斯萨彦-舒申斯克水电站于2009年8月发生了重大事故，6 400 MW的水电站停机，并且造成了75人遇难，损失惨重。事故调查小组报告称：机组工作人员在得知萨彦-舒申斯克水电站不仅存在水轮机水力性能设计不佳和结构设计特性不良的情况下，还长期在强振动区运行，并没有做出相应的工况调整和结构优化[26]。这是严重的缺乏管理、疏忽检修、不执行条例规定导致的严重事故。

6 结语

水轮发电机组推力轴承承受着巨大的轴向水推力，推力轴承的稳定性直接决定了机组能否长期安全可靠运行。随着水轮发电机组单机容量的不断提升，维持推力轴承能够长期稳定运行成为首要解决的问题。笔者结合典型国内外水轮发电机组推力轴承的事故故障，对水轮发电机组推力轴承的故障原因及改进方法进行汇总综述，供大型水电站和电力设计院参考，以避免因推力轴承故障损坏为水电站的安全埋下隐患，给水电站造成不必要的经济损失和安全事故。